ESTUDIO TÉCNICO ECONÓMICO ESTUDIO TÉCNICO ECONÓMICO DEL PLAN DE INVERSIONES PARA DEL PLAN DE INVERSIONES PARA

LOS SISTEMAS LOS SISTEMAS COMPLEMENTARIOS DE COMPLEMENTARIOS DE

TRANSMISIÓN DE ELECTRO PUNO TRANSMISIÓN DE ELECTRO PUNO S.A.A.S.A.A.

PUNO 2011PUNO 2011

CONTENIDOCONTENIDO

1. Marco Legal1. Marco Legal2. Objetivo del Estudio2. Objetivo del Estudio3. Instalaciones Comprendidas en el Estudio.3. Instalaciones Comprendidas en el Estudio.4. Criterios, Metodología y Resultados4. Criterios, Metodología y Resultados4. Criterios, Metodología y Resultados4. Criterios, Metodología y Resultados

4.1 Proyección de la Demanda4.2 Determinación del SER4.3 Programación de las Inversiones

5.5. Conclusiones.Conclusiones.

1.1. MARCO LEGALMARCO LEGAL

• Resolución OSINERGMIN N°0634-2007-OS/CD, con el cual se aprueba las áreas de demanda a que se refiere los numerales I) y II) del literal i) del Artículo 139º del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, aplicables para el período comprendido entre el 01 de mayo de 2009 y 30 de abril de 2015.

• Resolución OSINERGMIN N°0635-2007-OS/CD, con el cual se aprueba “Porcentajes para Determinar el Costo Anual Estándar de Operación y Mantenimiento de las Instalaciones de Transmisión”, aplicables para el Mantenimiento de las Instalaciones de Transmisión”, aplicables para el período comprendido entre el 01 de mayo de 2009 y el 30 de abril de 2015

• Resolución OSINERGMIN N°015-2011-OS/CD, proyecto de resolución que aprueba la nueva versión de la “Base de Datos de los Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de Transmisión”

• Resolución OSINERGMIN N°050-2011-OS/CD, con el cual se aprueba la nueva versión de la Norma “Tarifas y Compensaciones para Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión”

• Resolución OSINERGMIN N°049-2011-OS/CD, con el cual se posterga hasta antes del 01 de setiembre de 2011, el plazo para la presentación de los estudios técnicos económicos que sustenten los Planes de Inversión de los SCT.

2. OBJETIVO DEL ESTUDIO2. OBJETIVO DEL ESTUDIO

El objetivo de la exposición es presentar el EstudioTécnico Económico del Plan de Inversiones paralos Sistemas Complementarios de Transmisión delos Sistemas Complementarios de Transmisión deELECTRO PUNO S.A.A. para el período 2013-2017.

3. INSTALACIONES3. INSTALACIONESCOMPRENDIDAS EN EL ESTUDIOCOMPRENDIDAS EN EL ESTUDIO

Líneas de Transmisión Secundaria

Subestaciones de Potencia

SET POMATASET 20

60 KV

3x120mm2 AAAC - 43.5 Km

L-602760 KV

SET ILAVESET 10

SET TOTORANI

60 KV

25/25/7 MVA - ONAN30/30/9 MVA-ONAF138/60/22.9KV

L-60283x1

20mm

2 AA

AC

- 2.95Km

13.78 MW

138 KV

22.9 KV

3x120mm2 AAAC - 60 Km

L-6027

SALIDA L-250

VILQUE - MAÑAZO

0.75 MW

E

LINEAS DE TRANSMISIÓN Y SUBESTACIONES DE LINEAS DE TRANSMISIÓN Y SUBESTACIONES DE POTENCIA DEL SER EXISTENTEPOTENCIA DEL SER EXISTENTE

SER PUNO, PUNO BAJA DENSIDAD E ILAVE SER PUNO, PUNO BAJA DENSIDAD E ILAVE --POMATAPOMATA

2.50 MW

10 KV

60KV 60KV

22.9KV

S.E. POMATA7/7/2 MVA-ONAN9/9/2.5 MVA-ONAF60/22.9/10KVVcc 11,18%YN0yn0d5

22.9KV

3.20 MW

SALIDA 2001JULI

SALIDA 2002YUNGUYO

SALIDA 2003DESAGUADERO

SALIDA 2004POMATA

SS.AA.

T23 +- 2X2.5% /0.40-0.23 KV50 KVA

22.9 KV

SALIDA 1001PILCUYO

SALIDA 1002ILAVE - ACORA

SALIDA 1003ILAVE ZONAALTA

SS.AA.

T23 +- 2X2.5% /0.40-0.23 KV50 KVA

22.9 KV

S.E. ILAVE7/7/2 MVA-ONAN9/9/2.5 MVA-ONAF60/22.9/10KVVcc 11,18%YN0yn0d5

10 KV

L-60283x1

20mm

2 AA

AC

- 2.95Km

10 KV

4.84 MWSAN GABAN

60 KV

SET PUNOSET 01

SALIDA 0101AV.

CIRCUNVALACION

SALIDA 0102CENTRO DEPUNO

SALIDA 0103AV. EL SOL

SALIDA 0104ALTO PUNO

SS.AA.

T10 +- 2X2.5% /0.22 KV50 KVA

SALIDA 0105AV. SIMONBOLIVAR

SALIDA 0106UNA - ANTENAS

E

E E E E E E EM M

E

E E E E E E

E E

E

S.E. PUNO25 MVA-ONAN60/10KVVcc 9,4%YNd5

EMPRESAS ELECTRICAS

LINEAS DE TRANSMISIÓN Y SUBESTACIONES DE LINEAS DE TRANSMISIÓN Y SUBESTACIONES DE POTENCIA DEL SER EXISTENTE AZANGARO POTENCIA DEL SER EXISTENTE AZANGARO --

ANTAUTAANTAUTA

E

SET AZANGARO

138 KV

SET80

C.H. SAN GABAN110 MVA

138 KV

13.8 KV

L-1

010

30/30/9 MVA138/60/22.9KV

159

.3 K

m

SALIDA 8001AZANGARO

SALIDA 8002PUTINA

60 KV

22.9 KV

E

E

E E

E

E

22.9 KV

60 KV

3x1

20m

m2-

AA

AC

4.2

0 K

m

3x150mm2-AAAC-83Km

60 KV

L-6021MINSURCENTROMINERO

SET ANTAUTASET 90

S.E. ANTAUTA6 MVA-ONAN8 MVA-ONAF60/22.9KVVcc 6,61%YNyn0

SS.AA.

T22.9 +- 2X2.5%/ 0.40-0.23 KV50 KVA

SALIDA 9001ANTAUTA -CRUCERO

SALIDA 9002AJOYANI -MACUSANI

2.92 MW

0.78 MW

2.3 MW

EMPRESAS ELECTRICAS

4. CRITERIOS, METODOLOGÍA Y 4. CRITERIOS, METODOLOGÍA Y RESULTADOSRESULTADOS

4.1 PROYECCION DE LA DEMANDA ELÉCTRICA4.1 PROYECCION DE LA DEMANDA ELÉCTRICA

Se empleo Por el modelo econométrico : Energía = C + B1*PBI+B2*CLIENTES + B3*POB se comprueba que el crecimientoesperado es del orden de 7.94 %, cuenta con un coeficiente deajuste alto (0.9962), satisface las pruebas estadísticas,condiciones de capacidad y bondad predictiva, por lo que losresultados son consistentes, robustos y eficientes.

AÑO TOTAL TOTALVENTAS (AT) MT BT MT+BT VENTAS (AT+ MT+BT)

NIVEL DE TENSIÓN: MT+BT(1)

VENTAS (AT) MT BT MT+BT VENTAS (AT+ MT+BT)

0 64,844.12 184,556.35 249,400.47 249,400.471 70,737.94 201,331.07 272,069.01 272,069.012 76,975.01 219,082.71 296,057.72 296,057.723 83,555.32 237,811.28 321,366.60 321,366.604 90,478.87 257,516.78 347,995.64 347,995.645 97,745.66 278,199.19 375,944.86 375,944.866 105,355.70 299,858.54 405,214.24 405,214.247 113,308.99 322,494.81 435,803.79 435,803.798 121,605.51 346,108.00 467,713.51 467,713.519 130,245.28 370,698.12 500,943.40 500,943.4010 139,228.30 396,265.16 535,493.46 535,493.46

(1) No incluye pérdidas en media y baja tensión.

TASA PROMEDIO (%) : 7.94% 7.94% 7.94% 7.94%

4.2 DETERMINACIÓN DEL SER4.2 DETERMINACIÓN DEL SER

4.2.1 DIAGNOSTICO DEL SER4.2.1 DIAGNOSTICO DEL SER

SISTEMA ELECTRICO A REMUNERAR: PUNO, PUNO BAJA DENSIDAD E ILAVE-POMATA A partir del Año 11

NOMBRE DE LA Máxima Demanda y Potencia Instalada (MVA)

SET 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032

SET AT/MTMAX. DEM. 18,09 19,64 21,28 23,00 24,82 26,73 28,73 30,82 33,00 35,27 37,63 40,08 42,60 45,21 47,89 50,65 53,48 56,39 59,37 62,41 65,51

P INST 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00

FACTOR DE USO 0,72 0,79 0,85 0,92 0,99 1,07 1,15 1,23 1,32 1,41 1,51 1,60 1,70 1,81 1,92 2,03 2,14 2,26 2,37 2,50 2,62

MAX. DEM. 3,86 4,22 4,59 4,98 5,39 5,83 6,28 6,75 7,25 7,76 8,30 8,84 9,39 9,97 10,56 11,17 11,79 12,43 13,09 13,76 14,45

P INST 9,00 9,00 9,00 9,00 9,00 9,00 9,00 9,00 9,00 9,00 9,00 9,00 9,00 9,00 9,00 9,00 9,00 9,00 9,00 9,00 9,00

FACTOR DE USO 0,43 0,47 0,51 0,55 0,60 0,65 0,70 0,75 0,81 0,86 0,92 0,98 1,04 1,11 1,17 1,24 1,31 1,38 1,45 1,53 1,61

MAX. DEM. 3,02 3,29 3,58 3,89 4,21 4,55 4,91 5,28 5,66 6,06 6,48 6,90 7,34 7,79 8,25 8,73 9,21 9,71 10,23 10,75 11,29

P INST 9,00 9,00 9,00 9,00 9,00 9,00 9,00 9,00 9,00 9,00 9,00 9,00 9,00 9,00 9,00 9,00 9,00 9,00 9,00 9,00 9,00

DESCRIPCION

BELLAVISTA - PUNO10kV (*)

ILAVE22.9kV

POMATA22.9kV

FACTOR DE USO 0,34 0,37 0,40 0,43 0,47 0,51 0,55 0,59 0,63 0,67 0,72 0,77 0,82 0,87 0,92 0,97 1,02 1,08 1,14 1,19 1,25

MAX. DEM. TOTAL SET AT/MT (MVA) 24,97 27,15 29,45 31,88 34,43 37,11 39,92 42,85 45,91 49,10 52,41 55,82 59,33 62,96 66,70 70,54 74,49 78,54 82,68 86,92 91,25

POTENCIA INSTALADA TOTAL (MVA) 43,00 43,00 43,00 43,00 43,00 43,00 43,00 43,00 43,00 43,00 43,00 43,00 43,00 43,00 43,00 43,00 43,00 43,00 43,00 43,00 43,00

0,58 0,63 0,68 0,74 0,80 0,86 0,93 1,00 1,07 1,14 1,22 1,30 1,38 1,46 1,55 1,64 1,73 1,83 1,92 2,02 2,12FACTOR DE USO

4.2 DETERMINACIÓN DEL SER4.2 DETERMINACIÓN DEL SER

4.2.1 DIAGNOSTICO DEL SER4.2.1 DIAGNOSTICO DEL SER

SISTEMA ELECTRICO A REMUNERAR: ANTAUTA A partir del Año 11

NOMBRE DE LA Máxima Demanda y Potencia Instalada (MVA)

SET 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032

SET AT/MTMAX. DEM. 2,40 2,62 2,85 3,09 3,35 3,62 3,90 4,20 4,50 4,82 5,16 5,49 5,84 6,19 6,56 6,94 7,33 7,73 8,13 8,55 8,98

P INST 6,00 6,00 6,00 6,00 6,00 6,00 6,00 6,00 6,00 6,00 6,00 6,00 6,00 6,00 6,00 6,00 6,00 6,00 6,00 6,00 6,00

FACTOR DE USO 0,40 0,44 0,48 0,52 0,56 0,60 0,65 0,70 0,75 0,80 0,86 0,92 0,97 1,03 1,09 1,16 1,22 1,29 1,36 1,43 1,50

MAX. DEM. TOTAL SET AT/MT (MVA) 2,40 2,62 2,85 3,09 3,35 3,62 3,90 4,20 4,50 4,82 5,16 5,49 5,84 6,19 6,56 6,94 7,33 7,73 8,13 8,55 8,98

DESCRIPCION

ANTAUTA22.9kV

POTENCIA INSTALADA TOTAL (MVA) 6,00 6,00 6,00 6,00 6,00 6,00 6,00 6,00 6,00 6,00 6,00 6,00 6,00 6,00 6,00 6,00 6,00 6,00 6,00 6,00 6,00

0,40 0,44 0,48 0,52 0,56 0,60 0,65 0,70 0,75 0,80 0,86 0,92 0,97 1,03 1,09 1,16 1,22 1,29 1,36 1,43 1,50FACTOR DE USO

4.2 DETERMINACIÓN DEL SER4.2 DETERMINACIÓN DEL SER

4.2.1 DIAGNOSTICO DEL SER4.2.1 DIAGNOSTICO DEL SER

•De acuerdo al (Balance entre la Máxima Demanda y la Potencia Instalada) eltransformador de la SET Puno – Bellavista presentará sobrecarga al año 5(2017),• por otro lado de acuerdo a los análisis de flujo de potencia el sistema eléctricoopera dentro de los límites máximos de caída de tensión hasta el año 10, sinembargo actualmente el sistema eléctrico de distribución Puno y Puno BajaDensidad presenta problemas de calidad de producto y elevadas pérdidastécnicas de energía, lo que motivará una inadecuada calidad de producto y eltécnicas de energía, lo que motivará una inadecuada calidad de producto y elrobustecimiento excesivo de las redes de media tensión, esto es debido a que laSET Bellavista –Puno es el único centro de transformación que suministraenergía en 10 kV a la ciudad de Puno y a los alimentadores rurales conlongitudes de más de 40 km.• Por lo tanto es necesaria la puesta en servicio de un nuevo centro detransformación (SET Puno Sur), que alimentará a la demanda del sur de laciudad de Puno y los alimentadores rurales, para ello se prevé de una barra en22,9 kV.

4.2 DETERMINACIÓN DEL SER4.2 DETERMINACIÓN DEL SER

4.2.1 DIAGNOSTICO DEL SER4.2.1 DIAGNOSTICO DEL SER

Resultados de Flujos de Carga en Alimentadores en la Situación actualLos resultados de flujo de potencia en los alimentadores de Puno en la situación actual se muestran en el cuadro siguiente.

Como podrá apreciarse en el cuadro anterior; se viene transgrediendo la Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos Rurales (NTCSER) en el Alimentador 105; ya que las caídas de tensión son superiores a los límites permisibles a pesar de que la tolerancia para sistemas eléctricos rurales es del 6% de valor nominal (tensión mínima de 9.4 kV en barra de SED); cuyo valor como podrá apreciarse es de 8.876 kVen barra de SED, es decir 5.24% superior a la tolerancia máxima admisible (admisible una caída de tensión del 6%). Por lo que, resulta necesario mejorar su calidad de producto o tensión de las redes de Media Tensión del Alimentador 105, a través de proyectos de inversión; sin ser menor importante, es necesario indicar que a mayor transgresión de los limites de caída de tensión se genera mayores pérdidas técnicas en las redes de distribución; lo cual, puede apreciarse en el alimentador 105 (cuenta con un valor de pérdida de 5.75%).

4.2.2 ÁREAS 4.2.2 ÁREAS TEORICASTEORICAS DE LAS DE LAS SETSET´́ss

Del análisis efectuado se ha concluido que las transferencias que se podrían efectuar entre las SET´s son importantes y mejorarán sustancialmente la calidad de producto en las instalaciones de MT, disminuyendo las inversiones y pérdidas comerciales en distribución.

4.2.3 ASPECTOS DE LA DEMANDA4.2.3 ASPECTOS DE LA DEMANDA

Redistribución de la Proyección de la Máxima Demanda de las SET´sSISTEMA ELECTRICO A REMUNERAR PUNO, PUNO BAJA DENSIDAD E ILAVE-POMATA

NOMBRE DE LA DESCRIP. Máxima Demanda y Capacidad Instalada (MVA)

SET 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022

SET AT/MT - EXISTENTESMAX. DEM. 18,09 13,12 14,22 15,37 16,59 17,87 19,20 20,60 22,06 23,57 25,15

P. INSTAL. 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00

FACTOR DE USO 0,72 0,52 0,57 0,61 0,66 0,71 0,77 0,82 0,88 0,94 1,01

SET AT/MT - NUEVAMAX. DEM. 0,00 4,89 5,29 5,72 6,18 6,65 7,15 7,67 8,21 8,77 9,36

P. INSTAL. 0,00 20,00 20,00 20,00 20,00 20,00 20,00 20,00 20,00 20,00 20,00

FACTOR DE USO 0,00 0,24 0,26 0,29 0,31 0,33 0,36 0,38 0,41 0,44 0,47

MAX. DEM. 0,00 1,63 1,76 1,91 2,06 2,22 2,38 2,56 2,74 2,92 3,12

PUNO SUR10kV

BELLAVISTA - PUNO10kV

MAX. DEM. 0,00 1,63 1,76 1,91 2,06 2,22 2,38 2,56 2,74 2,92 3,12

P. INSTAL. 0,00 5,00 5,00 5,00 5,00 5,00 5,00 5,00 5,00 5,00 5,00

FACTOR DE USO 0,00 0,33 0,35 0,38 0,41 0,44 0,48 0,51 0,55 0,58 0,62

PUNO SUR22,9 kV

4.2.4 ALTERNATIVAS 4.2.4 ALTERNATIVAS

4.2.4.1 ALTERNATIVA 014.2.4.1 ALTERNATIVA 01

4.2.4.1.1 CONFIGURACIÓN FINAL DE LA ALTERNATIVA 014.2.4.1.1 CONFIGURACIÓN FINAL DE LA ALTERNATIVA 01

SET POMATASET 20

60 KV

3x120mm2 AAAC - 43.5 Km

L-6027

60KV

60KV

S.E. POMATA7/7/2 MVA-ONAN

60 KV

S.E. ILAVE7/7/2 MVA-ONAN9/9/2.5 MVA-ONAF60/22.9/10KV

SET ILAVESET 10

SET TOTORANI

60 KV

25/25/7 MVA - ONAN30/30/9 MVA-ONAF138/60/22.9KV

L-6

0283

x120m

m2 A

AA

C - 2

.95Km

22.9 KV

3x120mm2 AAAC - 11,557 Km

L-6027

SALIDA L-250VILQUE - MAÑAZO

3x120mm2 AAAC - 48,21 Km

L-6027

3x120m

m2 A

AA

C0

,984

Km

3x12

0mm

2 AA

AC

1,0

16 K

m

SISTEMA ELECTRICO PUNO, PUNO BAJA DENSIDAD E ILAVE - POMATADIAGRAMA UNIFILAR ALTERNATIVA 01 AÑO 2022

10 KV

7/7/2 MVA-ONAN9/9/2.5 MVA-ONAF60/22.9/10KVVcc 11,18%YN0yn0d5

SALIDA 2001JULI

SALIDA 2002YUNGUYO

SALIDA 2003DESAGUADERO

SALIDA 2004POMATA

SS.AA.

T23 +- 2X2.5% /0.40-0.23 KV50 KVA

22.9 KV

SALIDA 1001PILCUYO

SALIDA 1002ILAVE - ACORA

SALIDA 1003ILAVE ZONAALTA

SS.AA.

T23 +- 2X2.5% /0.40-0.23 KV50 KVA

22.9 KV

60/22.9/10KVVcc 11,18%YN0yn0d5

10 KV

L-6

0283

x120m

m2 A

AA

C - 2

.95Km

10 KV

CT

4.84 MWSAN GABAN

60 KVSET PUNO

SET 01

SALIDA 0101AV.

CIRCUNVALACION

SALIDA 0102CENTRO DEPUNO

SALIDA 0103AV. EL SOL

SALIDA 0104ALTO PUNO

SS.AA.

T10 +- 2X2.5% /0.22 KV50 KVASALIDA 0105

AV. SIMONBOLIVAR

SALIDA 0106UNA - ANTENAS

S.E. PUNO25 MVA-ONAN60/10KVVcc 9,4%YNd5

S.E. PUNO SUR20/20/5 MVA-ONAN60/22.9/10KVVcc 11,18%YN0yn0d5

10 KV

22.9 KV

3x120m

m2 A

AA

C

3x12

0mm

2 AA

AC

Banco de Condenzadores

6 MVAR

LEYENDA

INSTALACIÓNES EXISTENTESELECTRO PUNO

INSTALACIÓNES DADAS DE ALTAELECTRO PUNO

INSTALACIÓNES DE TERCEROS

4.2.4.1.2 DESCRIPCIÓN DE LA ALTERNATIVA 014.2.4.1.2 DESCRIPCIÓN DE LA ALTERNATIVA 01

Tomando como base la configuración actual, en esta alternativa, se consideran los siguientes cambios en la configuración de las líneas de transmisión y Subestaciones:Líneas de Transmisión.•Se Implementara la Línea de Transmisión 60 kV, conductor AAAC 120 mm2, que alimentará la nueva SET Puno Sur, para esta alternativa 1, se prevé la modificación de la LT 60 kV Totorani – Ilave, Pomata, se realizará una derivación a la SET Puno Sur (0,984 km), desde la barra la 60 kV de la SET Puno SUR se construirá un tramo de 1,016 km hasta el punto de derivación a fin de continuar con la LT a Ilave. (AÑO 2013)•La LT de 60 kV entre las SET´s Ilave y Pomata, es igual a la que existe actualmente.•La LT 60 kV de la SET Totorani a la SET Bellavista, es igual a la que existe actualmente.SET Totorani:•La SET Totorani es de Propiedad de REP, quien deberá realizar los análisis necesarios para garantizar el correcto funcionamiento de sistema eléctrico en el periodo 2013 – 2022.garantizar el correcto funcionamiento de sistema eléctrico en el periodo 2013 – 2022.SET Bellavista Puno:•La configuración de la subestación es igual a la que existe actualmente.SET Puno Sur (Proyectada):•Se implementa una nueva SET Puno Sur con un transformador 20/20/5 MVA-ONAN 60/22.9/10 kV, YN0yn0d5, Vcc 11,18%. (AÑO 2013)•Se implementan una Celda de Línea 60 kV de llegada (Tramo Derivación - SET Puno Sur). (AÑO 2013)•Se implementan una Celda de Línea 60 kV de salida (SET Puno Sur - Tramo Derivación). (AÑO 2013)SET Ilave:•La configuración de la subestación es igual a la que existe actualmente.SET Pomata:•La configuración de la subestación es igual a la que existe actualmente.•Se Implementa una banco de capacitores de 6 MVAR en la barra de 22,9 kV. (AÑO 2019)

SET POMATASET 20

60 KV

3x120mm2 AAAC - 43.5 Km

L-6027

10 KV

60KV

60KV

22.9KV

S.E. POMATA7/7/2 MVA-ONAN9/9/2.5 MVA-ONAF60/22.9/10KVVcc 11,18%YN0yn0d5

22.9KV

60 KV

22.9 KV

S.E. ILAVE7/7/2 MVA-ONAN9/9/2.5 MVA-ONAF60/22.9/10KVVcc 11,18%YN0yn0d5

10 KV

SET ILAVESET 10

SET TOTORANI

60 KV

25/25/7 MVA - ONAN30/30/9 MVA-ONAF138/60/22.9KV

L-60283x120m

m2 A

AA

C - 2.95K

m

60 KV

22.9 KV

SET PUNOSET 01

SALIDA L-250VILQUE - MAÑAZO

S.E. PUNO SUR20/20/5 MVA-ONAN60/22.9/10KVVcc 11,18%YN0yn0d5

3x120mm2 AAAC - 60 Km

L-6027

3x120mm2 AAAC - 8,345 Km

SISTEMA ELECTRICO PUNO, PUNO BAJA DENSIDAD E ILAVE - POMATADIAGRAMA UNIFILAR ALTERNATIVA 02 AÑO 2022

4.2.4.2 ALTERNATIVA 024.2.4.2 ALTERNATIVA 02

4.2.4.2.1 CONFIGURACIÓN FINAL DE LA ALTERNATIVA 024.2.4.2.1 CONFIGURACIÓN FINAL DE LA ALTERNATIVA 02

SALIDA 2001JULI

SALIDA 2002YUNGUYO

SALIDA 2003DESAGUADERO

SALIDA 2004POMATA

SS.AA.

T23 +- 2X2.5% /0.40-0.23 KV50 KVA

22.9 KV

SALIDA 1001PILCUYO

SALIDA 1002ILAVE - ACORA

SALIDA 1003ILAVE ZONAALTA

SS.AA.

T23 +- 2X2.5% /0.40-0.23 KV50 KVA

10 KV

CT

4.84 MWSAN GABAN

SALIDA 0101AV.

CIRCUNVALACION

SALIDA 0102CENTRO DEPUNO

SALIDA 0103AV. EL SOL

SALIDA 0104ALTO PUNO

SS.AA.

T10 +- 2X2.5% /0.22 KV50 KVASALIDA 0105

AV. SIMONBOLIVAR

SALIDA 0106UNA - ANTENAS

S.E. PUNO25 MVA-ONAN60/10KVVcc 9,4%YNd5

10 KV

22.9 KV

Banco de Condenzadores

6 MVAR

LEYENDA

INSTALACIÓNES EXISTENTESELECTRO PUNO

INSTALACIÓNES DADAS DE ALTAELECTRO PUNO

INSTALACIÓNES DE TERCEROS

4.2.4.2.2 DESCRIPCION DE LA ALTERNATIVA 024.2.4.2.2 DESCRIPCION DE LA ALTERNATIVA 02

Tomando como base la configuración actual, en esta alternativa, se consideran los siguientes cambiosen la configuración de las líneas de transmisión y Subestaciones:Líneas de Transmisión.•Implementar la Línea de Transmisión 60 kV, conductor AAAC 120 mm2 (8,34 km), que alimentará lanueva SET Puno Sur, para esta alternativa 2, se prevé la construcción de la LT 60 kV desde la SETBellavista Puno a la Nueva SET Puno Sur (AÑO 2013).•La LT de 60 kV SET´s Totorani, Ilave y Pomata, es igual a la que existe actualmente.•La LT 60 kV de la SET Totorani a la SET Bellavista, es igual a la que existe actualmente.SET Totorani:•La SET Totorani es de Propiedad de REP, quien deberá realizar los análisis necesarios para•La SET Totorani es de Propiedad de REP, quien deberá realizar los análisis necesarios paragarantizar el correcto funcionamiento de sistema eléctrico en el periodo 2013 – 2022.SET Bellavista Puno:•La configuración de la subestación es igual a la que existe actualmente.•Se implementan una Celda de Línea 60 kV de salida a la SET Puno Sur (AÑO 2013)SET Puno Sur (Proyectada):•Se implementa una nueva SET Puno Sur con un transformador 20/20/5 MVA-ONAN 60/22.9/10 kV,YN0yn0d5, Vcc 11,18%. (AÑO 2013)•Se implementan una Celda de Línea 60 kV de llegada (AÑO 2013)SET Ilave:•La configuración de la subestación es igual a la que existe actualmente.SET Pomata:•La configuración de la subestación es igual a la que existe actualmente.•Se Implementa una banco de capacitores de 6 MVAR en la barra de 22,9 kV. (AÑO 2021)

4.2.5 PÉRDIDAS TÉCNICAS DE ENERGÍA Y POTENCIA EN CADA UNA DE 4.2.5 PÉRDIDAS TÉCNICAS DE ENERGÍA Y POTENCIA EN CADA UNA DE LAS ALTERNATIVASLAS ALTERNATIVAS

Potencia MW Energía GWh Potencia MW Energía GWh00 0,474 1,457 0,474 1,45701 0,688 2,115 0,6 1,84502 0,811 2,494 0,703 2,16203 0,957 2,943 0,824 2,53404 1,13 3,474 0,967 2,97305 1,334 4,102 1,133 3,48406 1,575 4,843 1,327 4,0807 1,625 4,996 1,556 4,78408 1,881 5,784 1,824 5,60809 2,177 6,694 1,855 5,70410 2,515 7,733 2,13 6,54911 2,533 7,788 2,226 6,84412 2,725 8,379 2,394 7,36113 2,917 8,969 2,514 7,7314 3,109 9,559 2,646 8,13615 3,302 10,153 2,778 8,54216 3,494 10,743 2,91 8,94817 3,686 11,334 3,042 9,35318 3,879 11,927 3,174 9,759

AÑOAlternativa 1 Alternativa 2

Pérdidas de potencia en cada una de las alternativas planteadas

18 3,879 11,927 3,174 9,75919 4,071 12,517 3,306 10,16520 4,263 13,108 3,438 10,571

4.2.6 VALORIZACIÓN DE LAS ALTERNATIVAS PLANTEADAS4.2.6 VALORIZACIÓN DE LAS ALTERNATIVAS PLANTEADAS

4.2.6.1 VALORIZACIÓN DE LA ALTERNATIVA N4.2.6.1 VALORIZACIÓN DE LA ALTERNATIVA N°° 0101

PUNO, PUNO BAJA DENSIDAD E ILAVE - POMATAALTERNATIVA 1 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2021 2022

I.- SUBESTACIONES

SET MAT/AT TOTORANI

SET AT/MT PUNO SUR (Proyectado)

Celda de Línea 60 (llegada) 178 835,30

Celda de Línea 60 (salida) 178 835,30

Celda de Transformador 22,9 41 781,60

Celda de Transformador 10 27 826,28

Celda de Línea - Transformador 60 161 453,67

Transformador de Potencia 744 899,67Transformador de Potencia 744 899,67

SET AT/MT PUNO - BELLAVISTA

SET AT/MT ILAVE

SET AT/MT POMATA

Compensador 22,9 70 401,99

II.- LINEAS DE TRANSMISIÓN

PTO. DERIVACIÓN - SE PUNO SUR 60 KV 47 946,34

SE PUNO SUR - PTO. DERIVACIÓN 60 KV 49 505,58III.- TOTAL 1 431 083,74 70 401,99

1 501 485,73

4.2.6 VALORIZACIÓN DE LAS ALTERNATIVAS PLANTEADAS4.2.6 VALORIZACIÓN DE LAS ALTERNATIVAS PLANTEADAS

4.2.6.2 VALORIZACIÓN DE LA ALTERNATIVA N4.2.6.2 VALORIZACIÓN DE LA ALTERNATIVA N°° 0202

ALTERNATIVA 2 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2021 2022

I.- SUBESTACIONES

SET MAT/AT TOTORANI

SET AT/MT PUNO SUR (Proyectado)

Celda de Línea 60 (llegada) 178 835,30

Celda de Transformador 22,9 41 781,60

Celda de Transformador 10 27 826,28

Celda de Línea - Transformador 60 161 453,67

Transformador de Potencia 744 899,67

SET AT/MT PUNO - BELLAVISTA

Celda de Línea 60 (salida) 178 835,30

SET AT/MT ILAVE

SET AT/MT POMATA

Compensador 22,9 70 401,99

II.- LINEAS DE TRANSMISIÓN

SET PUNO BELLAVISTA - SE PUNO SUR 60 KV 524 246,42III.- TOTAL 1 857 878,23 70 401,99

1 928 280,22

4.2.7 EVALUACIÓN ECONÓMICA Y SELECCIÓN DE LA ALTERNATIVA 4.2.7 EVALUACIÓN ECONÓMICA Y SELECCIÓN DE LA ALTERNATIVA OPTIMA OPTIMA

Se han considerado los siguientes parámetros:

1. Se considera un tipo de cambio de 2,74 S/./US$.2. Se considera una vida útil de las instalaciones de 30 años.3. Para determinar el valor residual de la inversión se realiza un cálculo teniendo en

cuenta una curva lineal decreciente.4. El periodo de evaluación económica es de 20 años.5. Se emplea una Tasa de Descuento de 12 % anual.6. Se considera los Costo de Operación y Mantenimiento de acuerdo a la Resolución

N°0635-2007-OS/CD de:

Código Nivel de Tensión

% respecto de

Costo de

Inversión

SIAT Mayor que 30 kV y menor que 138 kV 3,19%

SIMT Mayor que 1 kV y menor o igual que 30 kV,(*) 4,48%

(*) Aplicable solo para celdas de Alimentadores en Media Tensión ubicadas dentro de

las subestaciones del sistema de transmisión.

4.2.7 EVALUACIÓN ECONÓMICA Y SELECCIÓN DE LA ALTERNATIVA OPTIMA 4.2.7 EVALUACIÓN ECONÓMICA Y SELECCIÓN DE LA ALTERNATIVA OPTIMA

PARAMETROS DE EVALUACIÓNPRECIO DE COMPRA AL SEIN

12,00% 112,60 US$/kW-Año3,19% 54,78 US$/MWh

TC: 2,74 S/./US$.

2012 2013 2014 2019 2021 2022 TOTAL- 97 451,92 - - - - 97 451,92 - 1 333 631,82 - 70 401,99 - - 1 404 033,81 - 1 431 083,74 - 70 401,99 - - 1 501 485,73

30 AÑOS -514 575,64 US$

LÍNEAS S.E. TOTAL POTENCIA ENERGÍA TOTAL0 2012 - - - 53 372,40 79 814,46 133 186,86 133 186,86

EVALUACIÓN ECONÓMICA DE LA ALTERNATIVA 1

TOTAL ANUALITEM AÑO EJECUCIÓN DE PROYECTOS

PRECIO DE POTENCIAPRECIO DE ENERGÍA PROMEDIO

DESCRIPCIÓNINVERSIÓN (US$)

LÍNEA DE TRANSMISIÓN

SUBESTACIÓN DE POTENCIA

Tasa de Descuento AnualO&M (% de monto inversión)

TOTAL

VIDA ÚTIL DEL PROYECTO VALOR RESIDUAL DE LA INVERSIÓN

COyM

FLUJOS DE COSTOS (US$)INVERSIÓN O&M

ANUALPERDIDAS JOULE

0 2012 - - - 53 372,40 79 814,46 133 186,86 133 186,86

1 2013 97 451,92 1 333 631,82 1 431 083,74 - - 77 468,80 115 859,70 193 328,50 1 624 412,24

2 2014 - 45 651,57 45 651,57 91 318,60 136 621,32 227 939,92 273 591,49

3 2015 - - 45 651,57 107 758,20 161 217,54 268 975,74 314 627,31

4 2016 - - 45 651,57 127 238,00 190 305,72 317 543,72 363 195,29

5 2017 - - 45 651,57 150 208,40 224 707,56 374 915,96 420 567,53

6 2018 - - 45 651,57 177 345,00 265 299,54 442 644,54 488 296,11

7 2019 70 401,99 70 401,99 - 45 651,57 182 975,00 273 680,88 456 655,88 572 709,44

8 2020 - 2 245,82 47 897,39 211 800,60 316 847,52 528 648,12 576 545,51

9 2021 - - 47 897,39 245 130,20 366 697,32 611 827,52 659 724,91

10 2022 - - 47 897,39 283 189,00 423 613,74 706 802,74 754 700,13

11 2023 - - 47 897,39 285 215,80 426 626,64 711 842,44 759 739,83

12 2024 - - 47 897,39 306 835,00 459 001,62 765 836,62 813 734,01

13 2025 - - 47 897,39 328 454,20 491 321,82 819 776,02 867 673,41

14 2026 - - 47 897,39 350 073,40 523 642,02 873 715,42 921 612,81

15 2027 - - 47 897,39 371 805,20 556 181,34 927 986,54 975 883,93

16 2028 - - 47 897,39 393 424,40 588 501,54 981 925,94 1 029 823,33

17 2029 - - 47 897,39 415 043,60 620 876,52 1 035 920,12 1 083 817,51

18 2030 - - 47 897,39 436 775,40 653 361,06 1 090 136,46 1 138 033,85

19 2031 - - 47 897,39 458 394,60 685 681,26 1 144 075,86 1 191 973,25

20 2032 -514 575,64 - 47 897,39 480 013,80 718 056,24 1 198 070,04 731 391,79

1 121 656,45 273 890,31 3 422 582,73 4 818 129,49

Líneas y Subestaciones

Subestaciones

VALOR PRESENTE DEL COSTO

4.2.7 EVALUACIÓN ECONÓMICA Y SELECCIÓN DE LA ALTERNATIVA OPTIMA 4.2.7 EVALUACIÓN ECONÓMICA Y SELECCIÓN DE LA ALTERNATIVA OPTIMA

PARAMETROS DE EVALUACIÓNPRECIO DE COMPRA AL SEIN

12,00% 112,60 US$/kW-Año3,19% 54,78 US$/MWh

TC: 2,74 S/./US$.

2012 2013 2014 2019 2021 2022 TOTAL- 524 246,42 - - - - 524 246,42 - 1 333 631,82 - - 70 401,99 - 1 404 033,81 - 1 857 878,23 - - 70 401,99 - 1 928 280,22

30 AÑOS -619 292,74 US$

LÍNEAS S.E. TOTAL POTENCIA ENERGÍA TOTAL0 2012 - - - 53 372,40 79 814,46 133 186,86 133 186,86

1 2013 524 246,42 1 333 631,82 1 857 878,23 - - 67 560,00 101 069,10 168 629,10 2 026 507,33

EVALUACIÓN ECONÓMICA DE LA ALTERNATIVA 2

PERDIDAS JOULETOTAL ANUAL

Líneas y Subestaciones

TOTAL

VIDA ÚTIL DEL PROYECTO VALOR RESIDUAL DE LA INVERSIÓN

FLUJOS DE COSTOS (US$)

ITEM AÑO EJECUCIÓN DE PROYECTOSINVERSIÓN

COyM O&MANUAL

O&M (% de monto inversión) PRECIO DE ENERGÍA PROMEDIO

DESCRIPCIÓNINVERSIÓN (US$)

LÍNEA DE TRANSMISIÓN

SUBESTACIÓN DE POTENCIA

Tasa de Descuento Anual PRECIO DE POTENCIA

1 2013 524 246,42 1 333 631,82 1 857 878,23 - - 67 560,00 101 069,10 168 629,10 2 026 507,33

2 2014 - 59 266,32 59 266,32 79 157,80 118 434,36 197 592,16 256 858,48

3 2015 - - 59 266,32 92 782,40 138 812,52 231 594,92 290 861,24

4 2016 - - 59 266,32 108 884,20 162 860,94 271 745,14 331 011,46

5 2017 - - 59 266,32 127 575,80 190 853,52 318 429,32 377 695,64

6 2018 - - 59 266,32 149 420,20 223 502,40 372 922,60 432 188,92

7 2019 - - 59 266,32 175 205,60 262 067,52 437 273,12 496 539,44

8 2020 - - 59 266,32 205 382,40 307 206,24 512 588,64 571 854,96

9 2021 70 401,99 70 401,99 - 59 266,32 208 873,00 312 465,12 521 338,12 651 006,43

10 2022 - 2 245,82 61 512,14 239 838,00 358 754,22 598 592,22 660 104,36

11 2023 - - 61 512,14 250 647,60 374 914,32 625 561,92 687 074,06

12 2024 - - 61 512,14 269 564,40 403 235,58 672 799,98 734 312,12

13 2025 - - 61 512,14 283 076,40 423 449,40 706 525,80 768 037,94

14 2026 - - 61 512,14 297 939,60 445 690,08 743 629,68 805 141,82

15 2027 - - 61 512,14 312 802,80 467 930,76 780 733,56 842 245,70

16 2028 - - 61 512,14 327 666,00 490 171,44 817 837,44 879 349,58

17 2029 - - 61 512,14 342 529,20 512 357,34 854 886,54 916 398,68

18 2030 - - 61 512,14 357 392,40 534 598,02 891 990,42 953 502,56

19 2031 - - 61 512,14 372 255,60 556 838,70 929 094,30 990 606,44

20 2032 -619 292,74 - 61 512,14 387 118,80 579 079,38 966 198,18 408 417,58

1 446 435,21 352 302,51 2 968 906,98 4 767 644,71 VALOR PRESENTE DEL COSTO

Subestaciones

Líneas y Subestaciones

4.2.8 RESUMEN DE LA EVALUACIÓN ECONÓMICA DE LAS 4.2.8 RESUMEN DE LA EVALUACIÓN ECONÓMICA DE LAS ALTERNATIVAS PLANTEADASALTERNATIVAS PLANTEADAS

Evaluación económica de las alternativas planteadas

Alternativa 1 Alternativa 2 Diferencia

1 121 656,45 1 446 435,21 -324 778,76

273 890,31 352 302,51 -78 412,20

3 422 582,73 2 968 906,98 453 675,75

4 818 129,49 4 767 644,71 50 484,78

VALOR PRESENTE DE COSTO (miles US$)DESCRIPCIÓN

INVERSIÓN

CO&M

TOTAL

PÉRDIDAS

Evaluación económica de las alternativas planteadas

Conclusión: La alternativa 2, resulta la mejor desde el punto de vista técnico y económico.

PROGRAMACION DE INVERSIONES

5 CONCLUSIONES5 CONCLUSIONES

1. Por el modelo econométrico : el crecimiento esperado es del orden de 7.94 %, cuenta con un coeficiente de ajuste alto (0.9962), satisface las pruebas estadísticas, condiciones de capacidad y bondad predictiva,condiciones de capacidad y bondad predictiva,

2. La mejor alternativa para el sistema eléctrico de Puno, Puno baja densidad e Ilave - Pomata es la alternativa 02.

3. Los factores determinantes en la elección de la mejor alternativa fueron la pérdida de energía, Calidad de suministro y Calidad de producto.

4. Para el sistema de Azángaro – Antauta solo se implementaran celdas de MT (Alimentador).